某水电厂170MW 机组跳闸事件原因分析

肖 伍

(湖北黄龙滩水力发电厂，湖北十堰 442000)

1 事件概况

某年6 月19 日，某地区发生暴风雷雨天气，在17 时40 分～18 时40 分期间，多次出现落雷。18 时25 分17 秒402 毫秒，该地区A 电厂至220kV 某变电站的220kV 黄柏线路(简称为黄柏线)C 相发生接地短路故障;18 时25 时17 秒898 毫秒，A 电厂机组升压主变压器(简称为主变)间隙零序保护动作，主变高压侧开关跳闸，3F 机组被迫停用;随后，黄柏线C 相重合成功。

A 电厂3F、4F 机组容量均为170MW，出口电压为13.8kV，单元接线，经过3 号、4 号主变升压至220kV 后共同通过唯一一条220kV 线路黄柏线送至变电站。跳闸事件发生前，3F、4F 机组均处于运行状态，3F 机组功率输出为:P = 50MW，Q = 21Mvar，4F 机组功率输出为:P =50MW，Q =15Mvar;3 号主变220kV 侧中性点经放电间隙接地，4 号主变220kV侧中性点直接接地。故障后，4F 机组处于运行状态。

2 现场事实信息收集

跳闸事件发生后，现场运行值班人员立即将3F停机，并组织技术人员对设备及其保护进行检查，检查结果如下:

(1)保护动作情况。3 号主变间隙零序保护动作，保护装置故障报告记录间隙零序保护动作电流为3.04A，大于保护整定值(1.25A)。黄柏线线路保护动作(配置两套保护装置，为南瑞继保公司RCS-931A 型保护装置光纤纵差保护动作和北京四方公司CSL101A 型保护装置高频距离保护动作)，两套装置故障报告显示均动作于黄柏线C 相开关跳闸，重合闸成功。

(2)保护装置情况。技术人员对3 号主变间隙零序二次接线做了检查，牢固可靠未发现异常，主变保护装置(许继公司WFB-802 型保护装置)间隙零序保护通道采样、零漂无异常。3 号主变220kV 侧放电间隙有放电痕迹，3 号主变220kV 侧中性点避雷器、黄柏线避雷器未动作。其他一次设备均无异常。

(3)故障点情况。故障测距装置显示，故障点距A 电厂7.4km。

(4)事件调查情况:

1)经与负责维护线路的供电公司技术人员联系，得知雷击后巡线人员发现黄柏线10 号杆塔C 相绝缘子有闪络痕迹。经查阅雷电信息系统，在线路跳闸时刻前后黄柏线附近有多次雷电活动。其中，18 时25分17 秒在9 ～10 号杆塔附近的落雷 (雷电流－15.9kA，距线路552m)和14 ～15 号杆塔附近的落雷(雷电流－51.8kA，距线路88m)时间与本次跳闸事件时间基本吻合。

2)核对3 号主变零序保护定值，与通知单相一致。

3)4 号主变保护装置(型号、保护定值与3F 机组相同)在故障期间未动作。

4)3 号、4 号主变保护装置最近一次检验工作于2010 年3 月完成，检验中，主变间隙零序保护、零序电流保护性能良好。

5)黄柏线地线与A 电厂接地网直接相连。经检查，判断3 号机、黄柏线的相关一次、二次设备及回路无异常。

3 事件调查分析

3.1 继电保护动作情况

3.1.1 保护动作时序分析

以某年6 月19 日18 时25 分17 秒402 毫秒为零时刻(0ms )，整理故障录波信息，相关保护动作时序见表1。

表1 相关保护动作时序

光纤纵差保护和高频距离保护均为瞬动保护(延时为0ms)，考虑各类因素的影响，对于区内故障保护动作出口时间一般不大于35ms;主变间隙零序保护和线路单相重合闸延时分别为0.5s 和0.8s。根据保护延时定值，表1 中保护动作时序是正确的。

3.1.2 线路保护及重合闸分析

根据保护装置、故障录波装置以及测距装置信息，故障点位于线路纵差和高频距离保护范围内，线路光纤纵差和高频距离保护为正确动作。

3.1.3 3 号主变间隙零序保护分析

(1)间隙零序保护定值分析。对于中性点经间隙接地的变压器，应装设反应间隙放电的零序电流保护和零序过电压保护装置。

根据DL/T 559—2007 《220 ～750kV 电网继电保护装置运行整定规程》、GB/T 14285—2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定，该厂主变间隙零序保护电压和延时定值应设置为180V、0.3 ～0.5s。间隙电流定值要确保间隙击穿时有足够的灵敏度，一般设定为100A (一次侧数值)。对比3 号主变间隙零序保护定值(见表2)，定值满足规程要求。

表2 3 号主变间隙零序保护定值

(2)间隙零序保护动作行为分析。事件发生后，查阅了3 号机组主变保护装置动作报告信息，见表3。

表3 3 号主变保护装置动作报告信息

由于TA 绕组数量不够，3 机组主变间隙零序TA电流未引入故障录波装置，装置中的主变零序电流是由主变220kV 三相电流合成而来的。

接地故障发生后至线路C 相被切除前，3 号机组主变220kV 侧合成零序电流幅值超过25A (二次值)，大于间隙零序电流定值1.25A，保护启动。

线路C 相被切除后，由于线路非全相运行会产生零序电流。故障录波信息显示:零序电流幅值在2.5～3.75A (二次值)范围内;主变保护装置动作报告信息显示:零序电流为3.04A (二次值)。以上两项数据均大于间隙零序电流定值1.25A，满足保护动作条件，保护动作正确。

当黄柏线C 相重合成功后，零序电流消失;但是由于重合延时定值(0.8s)大于3 号机组主变间隙零序保护延时定值(0.5s)，因此3 号机组主变间隙零序保护在黄柏线C 相重合前动作。由于该电厂的发电机与主变之间没有装设断路器(GCB)，主变间隙零序保护动作出口于停机，导致了3 号机组的最终停机。由以上分析可知:在此次事件中，3 号主变间隙零序保护定值符合规范要求，故障情况满足保护动作条件，保护动作出口正确。

3.1.4 4 号主变零序电流保护分析

4 号主变零序电流保护在此次事件中未动作，该保护定值情况见表4。

表4 黄柏线、4 号机组主变零序电流保护定值

对比表4 中电流定值，4 号主变与黄柏线零序电流保护可做到有效配合，保护定值满足规程规定。

由于4 号机组保护未动作，4 号机组的故障录波装置没有记录故障信息，但可以根据3 号机组相关信息分析保护的情况。

当黄柏线C 相发生接地故障且3 号机组主变放电间隙被击穿后，3 号机组主变中性点已相当于直接接地，此时流过3 号机组和4 号机组的主变中性点的零序故障电流数值应相差不大;该零序电流数值大于4号机组主变零序电流保护定值，保护启动。当线路C相被切除后，由于3 号机组主变放电间隙绝缘未恢复，流过两台主变中性点的零序故障电流数值依然无较大差别。而此时因线路非全相运行产生的零序电流数值(200 ～300A)小于零序电流保护定值(480A)，使保护返回。

另外，整个事件持续时间小于4 号机组主变零序电流保护延时定值。因此，4 号主变零序电流保护未动作正确。

3.2 3 号主变放电间隙分析

3.2.1 3 号机组主变放电间隙数值分析

3 号主变中性点采用放电间隙与金属氧化物避雷器并联的方式接地。放电间隙实际设定为285mm，符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》中第17.9 条规定的“220kV 变压器中性点不接地运行的过电压保护推荐棒间隙距离280 ～290mm”要求。

3.2.2 3 号主变放电间隙击穿时刻分析

由于3 号主变间隙零序TA 电流未引入故障录波装置中，无法直接判断3 号主变放电间隙被击穿的时刻。但是，从保护动作时序(见表1)和保护动作定值(见表3)判断，黄柏线发生接地故障瞬间3 号主变中性点放电间隙即被击穿。

3.2.3 3 号主变放电间隙击穿原因分析

3 号机组主变中性点放电间隙被击穿的原因有三种可能:①雷电侵入波;②故障后主变中性点电压偏移;③短路故障在主变中性点产生的暂态过电压。

以下对这几种原因的可能性进行分析。

(1)雷电侵入波造成主变中性点放电间隙击穿的可能性分析。如果因雷电侵入波造成主变中性点放电间隙击穿，则黄柏线电厂侧以及电厂220kV 母线避雷器也将会动作，但是相应避雷器并未动作，因此可以排除雷击黄柏线后，雷电侵入波造成3 号机组主变中性点放电间隙击穿的可能性。

(2)主变中性点偏移导致工频电压击穿放电间隙的可能性分析。当黄柏线C 相发生接地短路故障后，3 号机组主变中性点电压会发生偏移，但是由于4 号机组处于运行状态，且其主变中性点直接接地，因此3 号机组主变中性点电压不会偏移太大。根据故障录波信息显示，故障后至黄柏线C 相被切除期间，220kV 母线合成零序电压幅值不超过20kV，无法造成放电间隙击穿，因此可以排除主变中性点偏移导致工频电压击穿放电间隙的可能性。

(3)短路故障在主变中性点产生的暂态过电压导致放电间隙击穿的可能性分析。暂态过电压导致主变中性点放电间隙击穿又分为两种情况:

1)接地网出现暂态过电压导致主变中性点放电间隙击穿的可能性分析。如果电厂接地网良好，则接地电阻较小，要使接地网出现暂态过电压导致主变中性点放电间隙击穿，需要很大的电流(数值达几百千安)。2012 年4 月试研院对该厂接地网进行了测试。测试结果表明:全厂接地电阻为0.4Ω;其中3 号主变附近接地网良好。此外，运行单位对3 号机组和4号机组主变各接地点之间进行的导通试验结果表明:主变间接地网导通良好。因此，可以排除因地电位升高引起间隙击穿的可能。

2)主变中性点出现暂态过电压导致放电间隙击穿的可能性分析。当线路发生单相接地故障时，由于非线性元件(例如电容)因素的影响，会在主变中性点侧产生暂态过电压，过电压的数值与主变220kV侧端口电容、线路参数等因素有关。根据故障录波信息显示，在故障瞬间20kV 母线三相电压均出现了暂态电压(电压尖峰)，三相合成零序电压数值暂态电压数值要比故障前后其他时刻的数值要大得多;但由于故障录波装置采样率相对较低(每工频周波采样20 点)，无法有效记录暂态电压的原始波形，实际暂态电压最大数值可能要大于故障录波记录值。因此3号机组主变中性点放电间隙击穿的原因可能是由于暂态过电压而导致。

3.3 3 号主变中性点避雷器未动作原因分析

3 号主变中性点避雷器按照规定定期开展了预防性试验，该避雷器状态良好;并且主变中性点避雷器选择符合相应标准。此次跳闸事件中，由于短路故障产生的暂态过电压未达到避雷器的动作阈值，因此避雷器未动作。

4 结 语

此次跳闸事件为雷击造成黄柏线C 相发生接地短路故障，短路故障所产生的暂态过电压导致3 机组主变220kV 侧中性点放电间隙被击穿，放电间隙被击穿后由工频电流续流，使得放电间隙绝缘无法恢复;另外，由于主变间隙零序保护延时定值小于线路重合闸延时，因此使得3 号主变间隙零序保护在线路重合成功前动作，最终导致3 号机组停机。